中国石油新能源业务智能化应用平台建设思考

“双碳”背景下,中国石油为推进新能源业务高质量发展,着力创建覆盖新能源生产业务全生产要素和生产环节互联互通的智能化平台。针对目前面临的企业业务需求变化快、海量多维异质多源异构数据质量难把控、数据安全防护等挑战,平台架构基于分布式系统和云计算技术,整合多种数据源,通过数据挖掘和分析技术,提供简单、规范、共享、高效的数据可视化服务,具备生产运行、集中管控、生产经营、综合分析应用、大屏应用等功能,实现知识库构建、人工智能数据挖掘与分析、大数据智能化BI大屏展示。新能源业务智能化平台制定数据规范,打通数据传输通道,跟踪项目建设进度,对推进节点控制、提高管理效率、强化投产分析和效益建产提供有力支撑。

中国石油深层-超深层碎屑岩油气勘探进展与潜力

近期中国石油天然气股份有限公司在深层-超深层碎屑岩勘探领域不断获得多项重大油气发现并落实一批规模储量,展现出该领域巨大的勘探潜力。基于勘探进展与取得的地质认识,结合我国陆上含油气盆地的特点,将深层-超深层碎屑岩领域划分为前陆盆地、断陷盆地和坳陷盆地3种类型,揭示了深层具有有效烃源岩规模分布、富油更富气,以及4种成储机制控制深层优质储层发育,深层成藏要素配置关系好等特征。结合深层碎屑岩的基础地质认识、生烃及资源潜力认识、有效储层分布规律和控藏因素等新认识优选有利区带,提出未来四大攻关方向,并基于剩余资源分布特点和勘探认识,优选3类盆地的深层-超深层碎屑岩领域的十大重点区带作为下一步重点勘探目标。

中国石油《精细油藏描述技术规范》应用实践及发展对策

精细油藏描述是油田开发最基础的工作之一,历来受到研究者的高度重视。中国石油制定的企业标准《精细油藏描述技术规范》对于精细油藏描述标准化和规范化至关重要。详细介绍技术规范制修订背景,分析目前该技术规范还存在未被全面应用、内容要求执行不彻底、不同研究内容之间缺乏成因联系、研究成果提交不规范、精细油藏描述专项评价以定性为主、与国家、行业和企业标准结合不足等问题。建议加大《精细油藏描述技术规范》宣贯力度,严格按照规范各项要求开展工作,精细油藏描述坚持地质成因机制控制,严格规范提交各种成果数据体、数据表和成果图件,创建精细油藏描述研究过程及成果定量评价体系,加强与国家、行业和企业相关标准结合使用,不断提高精细油藏描述标准化和规范化水平。

新形势下中国石油探矿权退减管理举措与评价体系设计

按照深化石油天然气体制改革要求,2020年5月起我国开始实行更为严格的探矿权退出机制,由按投入不足比例退减转变为到期延续时按比例强制性退减。为了适应退减政策的转折,中国石油及时调整管理理念,积极推出新举措,实现新政下首轮到期探矿权的延续和有序退减。基于3年多来中国石油的有序退减实践,重点介绍了中国石油探矿权退减管理的主要举措及对国家退减制度优化设计的思考、支撑退减管理决策的矿权区块评价体系的设计思想。在探矿权退减管理方面,推行两大举措:一是多业务联动融合机制,加快探矿权到期前追求勘探发现的工作节奏;二是强化退减预案编制的组织管理和审查把关,全力保障勘探开发优质资源基础的稳定。积极思考国家退减制度进一步优化的方向,提出两点建议:一是进一步加大对取得勘探新发现探矿权区块的定向激励,大幅降低甚至免除相关区块的应退减面积;二是在指定条件下,对承担国家保供任务的市场主体给予一定的制度性安排。在探矿权评价体系研究方面,探索提出矿权区块评价体系的设计,从可用性、资源条件、成藏条件、经济性、其他条件5个维度开展评价,可更加全面系统和精细化地认识探矿权区块的综合价值,支撑后续企业退减管理决策,也为国家研判和掌握矿权区块价值提供一定思路借鉴。

中国石油陆上高难度探区地震勘探突破与启示

目前,中国石油油气勘探开发由隆起区向盆地斜坡、湖盆中心、盆地周缘不断拓展,目的层由中浅层向深层-超深层、对象由常规向非常规油气不断扩展,勘探开发面临探区更复杂、目标更隐蔽、作业难度更高等难题。针对陆上高难度探区地震勘探,中国石油强化地震资料采集、处理、解释等技术攻关,形成了“两宽两高(宽方位、宽频、高密度、高覆盖)”采集、“双高(高分辨率、高保真)”处理、真地表成像处理、叠前储层定量预测等技术系列,支撑了高难度探区勘探持续突破和储量长期稳定增长,实现油气产量稳中有升。以上成果的取得,得益于物探技术理念的转变,提出了“油气在地质家的脑海里,更藏在高品质的地震资料里”的找油找气新理念;得益于把握住了陆上地震勘探技术突破的牛鼻子,提出了“目标在深层,问题在浅层,关键是速度,核心是精细”的技术思路;得益于管理思路的创新与转变,建立了完整的物探技术管理体系,使各探区地震资料品质大幅度全面提升。这种认识上的突破和管理创新将指导下一步陆上油气地震勘探技术向全方位、高密度、全数字、多参数、自动化、智能化、全波形、全波场等方向发展。

中国石油矿权内部流转与优化配置改革创新实践与启示

2017年以来,中国石油主动适应国家油气改革新形势,切实加强优质矿权内部勘探开发突破、资源探明和储量动用,为保障国家能源安全贡献力量。基于不同阶段的矿权政策,设定流转目标,制定流转原则和流转方案,创新实施了3批矿权内部流转与优化配置,共35个区块,总面积达11.7×10^(4)km^(2)。取得了3项重大突破、3项重要发现和5项重要勘探新进展,有效动用了一批储量,建立并完善了矿权内部流转管理机制,进一步激发了勘探活力,盘活了矿权资源,为加快资源探明、缓解东西部发展不平衡、扶持部分企业扭亏脱困、实现可持续高质量发展奠定了坚实基础。研究表明,矿权内部流转与优化配置是实现勘探快速突破、加快资源探明、保护优质矿权的有效途径之一,4项成功经验与启示可复制推广:一是科学有效的管理体系是矿权流转工作的重要保障;二是积极转变勘探思路是勘探取得快速突破的关键;三是合理调配资源是缓解老油田资源接替困境和扭亏脱困的有效途径;四是落实“油公司管理模式”改革是配置区块高效勘探、效益开发的有效手段。

油气与新能源融合发展路径思考与建议

“双碳”背景下油气田企业加快油气业务与新能源业务融合发展。实施路径上需推动“油、气、热、电、氢”综合能源开发利用和能源供应结构转型升级,利用低成本绿电支撑油气供给增长,大力发展地热清洁供暖以减轻冬季天然气保供压力,规模化开发光伏与风电,在风光资源丰富地区探索发展绿氢产业。同时,加大生产用能清洁替代,推动油气能源清洁低碳开发,具体包括:油气生产系统优化瘦身,推动节能提效;实施清洁电力替代,以绿电替代网电并不断提高绿电占比;实施清洁热力替代,构建低碳化、电气化工艺流程,探索利用光热、余热和低温空气热,实现对自用天然气的替代;实施生产系统再造,打造与清洁能源特性相耦合的低碳化油气生产系统。为保障油气与新能源深度融合发展,提出了四方面建议:一是推进油气产能与清洁能源同步规划、同步建设,实现“建设融合”;二是加强节能提效和新能源消纳,实现“生产融合”;三是通过一体化建设、运行和评价,实现“管理融合”;四是深化能源生产技术创新,实现“技术融合”。

中国石油中高成熟度页岩油勘探开发进展

页岩油是保障国家长期稳产和上产的重要战略资源,中国石油在鄂尔多斯、准噶尔、松辽等盆地均已取得重大勘探突破,发现不同岩相组合类型的页岩油。为确保我国原油2×108t稳产、提升国家能源安全保障能力,2021年中国石油加大页岩油勘探开发力度,取得了4项进展:(1)规模开发陇东页岩油,建成陇东页岩油百万吨整装示范区;(2)推进新疆吉木萨尔国家级陆相页岩油示范区与大庆古龙陆相页岩油国家级示范区建设,吉木萨尔页岩油产能跃上百万吨、古龙页岩油开启纯页岩型页岩油新篇章;(3)持续加大新区勘探力度,多个盆地勘探取得历史性突破;(4)理论、技术和管理持续创新,提质增效见到明显效果。总体来看,不同类型的页岩油还处于不同的勘探开发阶段,但距离实现规模效益开发目标还有差距。

中国石油深井、超深井和水平井钻完井技术进展与挑战

深层、超深层和非常规成为我国油气勘探开发的重要增储上产领域,“十三五”以来,工程技术围绕“五油三气”六大盆地勘探开发重点和高温高压、窄密度窗口等钻井提速难点,通过持续攻关,取得了一大批技术成果。深井、超深井、非常规水平井钻完井关键技术快速发展,形成了以非常用井身结构优化、安全高效优快钻井、抗高温钻井液、精细控压钻完井、膨胀管等为核心的关键技术,成功实施了一批标志性超深井的钻探作业。研制了大功率顶驱、一体化地质导向系统、绿色经济储层改造等装备工具,研发了耐高温高性能井筒工作液、高效防漏堵漏材料等核心助剂,加快了非常规油气资源的低成本、规模效益开发。深井钻深能力突破9000m,水平井水平段长度突破5000m,一趟钻进尺最长3700m,部分指标比肩北美,助推了塔里木富满、四川双鱼石、大庆古龙等大型油气田的发现与开发,为提高油气资源开发力度和效益提供有力的工程技术支撑。随着油气勘探开发不断推进,钻井面临的工程地质风险、新的挑战仍然不断出现,还需进一步开展地层压力精确预测、井身结构优化拓展、井眼轨迹控制、抗高温工作液体系、高效破岩与提速工具、地质工程一体化等攻关研究,以实现钻井关键技术与装备的不断迭代升级,支撑深层、超深层、非常规油气资源高效勘探开发。

“双碳”目标下石油公司发展CCUS-EGR的思考与建议

有水气藏是中国天然气产量和储量的主体,目前有水气藏见水形势严峻,已成为气藏开发面临的主要矛盾和影响产量、储量的关键因素。在国家“双碳”目标背景下,碳捕集、利用与封存(Carbon Capture, Utilization and Storage, CCUS)方兴未艾,初步研究认为,碳捕集、利用与封存—提高天然气采收率(Carbon Capture, Utilization and Storage-Enhanced Gas Recovery, CCUS-EGR)是实现有水气藏高效开发利用的极佳探索途径。理论上CCUS-EGR可以解决有水气藏的开发矛盾,同时开创多个层次的有利局面:首先可以达到源头治水的目的,通过补能置换大幅提高气藏采收率;其次可以同步实现封存CO_(2)、解决油藏封存能力不足的问题,助力国家“双碳”目标实现;另外通过碳埋存在市场赚取碳汇,助力石油公司绿色可持续发展。因此,结合气藏开发和国家油气产量、储量工作目标的迫切需求,在“双碳”目标下针对石油公司CCUS-EGR发展策略提出建议:一是加快推进CCUS在天然气开发中的应用研究,规模开展现场先导试验,尽早形成完整的CCUS技术及工程体系;二是积极参与国家CO_(2)法律法规和技术体系建设,营造CCUS发展环境;三是统筹考虑原油和天然气CCUS需求,完善机制体制,致力于打造完整碳产业链,引领中国未来CCUS产业发展。

中国石油企业海外业务风险评价及优化策略

中国石油企业“走出去”已近30年,经过探索发展、快速发展、规模发展和优化调整4个阶段后,已成为国际油气行业的重要力量和保障国家能源安全的重要途径。新冠肺炎疫情的蔓延以及俄乌冲突及其外溢效应,导致世界经济形势、国际能源格局、全球油气合作态势以及区域、资源国政治经济走势发生深度变化并呈不规律方式演进,有必要结合区域和国家实际情况,对中国石油企业海外业务风险开展研究分析。按照全球42个重点资源国的五大油气合作区进行分类,从发展水平、商贸环境、能源形势、政治外交4个维度,采用全球竞争力、投资自由度、油气储量、油气产量、营商环境、能源转型和政权稳定性等16个指标,建立了有针对性的风险评价指标体系,采用熵权TOPSIS模型更为客观地确立了指标权重并对5个区域和各资源国风险进行排序。根据分析评价结果,考虑国际国内形势预判,结合中国石油企业自身海外业务特点,分区域提出中国石油企业海外业务不同的业务发展战略及其经营策略优化路径。

中国与美国氦气地质条件和资源潜力对比及启示

鉴于氦气资源的战略重要性、美国氦气资源条件的优越性及目前中国氦气供需矛盾的严峻性,开展中国与美国氦气地质条件和资源潜力对比显得极为有意义。通过对比中国与美国氦气的地质条件、资源量和储量数据,基于氦气产量历史数据,结合全球氦气需求分析,采用哈伯特模型、高斯模型和资源量-储量约束下的产量预测模型,开展2023—2030年全球氦气产量预测,为中国氦气勘探开发工作提供参考。分析结果:(1)与美国所在的北美地台规模大且构造稳定相比,中国地台规模小且经历多期构造演化,中国氦气分布呈现点多、面广、类型多样的特点;(2)尽管目前国内外对中国氦气的资源量有不同认识,通过对中国与美国含氦天然气资源潜力的对比,表明中国氦气资源丰富,资源量将会随着对氦气勘探程度和认识程度的不断加深而动态增长;(3)预测显示,2023—2025年为中国氦气生产起步发展阶段,2026—2030年为快速增长阶段;(4)对中国氦气勘探开发的4点启示:坚定中国氦气勘探开发的信心、提出并完善适合中国地质条件的氦气富集理论、加大研发氦气勘探开发技术、2030年前中国氦气供应来自国际和中国国内2个渠道。

老油田SEC储量精细评估与油气资产精益管理研究

老油田经过多年开发剩余油潜力有限,为进一步挖掘上产潜力,通常会加大产能建设和增产措施等工作投资力度,而持续投资带来的新增资产会加重油气资产包袱,增加老油田乃至整个油区的完全成本,降低老油田抵御低油价风险能力。为了从根本上提升老油田的资产创效能力,文章以典型老油田A为例,深入剖析内部单元生产差异以及储量资产单元整合评估管理造成油气资产包袱重的问题,开展老油田SEC储量精细评估和油气资产精益管理研究。A油田根据内部开发区生产差异细分储量评估单元后,对新建产能井、老井措施及转变开发方式等工作的定量增储效果进行精细评估,实现效益增储最大化。同时优化匹配储量、资产单元关系,可加速资产的折耗和减值,精准解决A油田资产包袱重的问题,降低完全成本、增大盈利空间,有效增强了老油田抵御低油价风险的能力。

河套盆地临河坳陷石油地质特征与油气富集规律

基于古地貌、钻井和地震资料,对河套盆地临河坳陷构造沉积演化、烃源岩特征、储集层特征及形成机制、油气成藏模式与富集规律进行系统研究。结果表明:①河套盆地主要历经“弱伸展断拗期、强伸展断陷期和走滑改造期”3期成盆演化过程,发育吉兰泰、沙布、纳林湖、兴隆等4大环洼正向构造带,为油气富集成藏的有利区带;②发育下白垩统固阳组、渐新统临河组两套主力咸化湖相烃源岩,具有高含硫富藻、早熟早排、生油窗口宽的特征;③河套盆地周缘山间大型构造转换带控制形成大型辫状河三角洲沉积,三角洲前缘砂体具有石英含量高(50%~76%)、长期浅埋弱压实、胶结物含量低、储集层物性好的特点,预测古近系有效储集层埋深达8000 m;④构建邻洼鼻隆、环洼潜山、近源断鼻3种油气成藏模式,临河坳陷油气富集规律为“环洼近源是基础、优质厚储集层是前提、良好的构造背景和圈闭条件是关键”。

油气探矿权竞争性出让区块快速评价方法研究

油气探矿权竞争性出让是油气企业获取探矿权的重要途径。探矿权竞争性出让具有研究资料有限、研究程度低和评价周期短的特点。科学制定竞价方案的难点在于如何在短期内对出让区块的勘探潜力、资源规模和经济性作出全面快速准确的评价,目前尚未形成系统的评价方法。前期研究表明,优选合理的评价参数、建立合理的参数赋值标准是出让区块快速评价的关键,综合定量评价的结果是出让区块快速评价的核心。基于已出让区块资料条件和竞价规则,提出资料条件、地质条件(区带勘探潜力、烃源岩、储层、保存、圈闭、成藏配置)、资源量可靠性及工程技术等9类评价因素、18个评价参数及其赋值标准,建立了竞争性出让区块快速评价的参数体系。同时提出对竞争性出让区块勘探潜力、勘探风险和工程技术开展综合定量评价的油气勘探成功概率法,以及经济性评价的折现现金流法和类比法,从而为出让区块的竞价方案制定提供依据。将上述方法应用于部分已出让区块,所得出的竞价方案与实际竞价情况基本一致。

我国油气探矿权竞争性出让改革与油气企业创新实践研究

近年来,国家不断深化石油天然气市场体系改革,竞争性出让已成为获取新探矿权的主要方式。《自然资源部关于推进矿产资源管理改革若干事项的意见(试行)》(自然资规〔2019〕7号)实施4年以来,国家共挂牌出让14轮66个油气探矿权,面积为4.19×10^(4)km^(2),总成交价达93.16亿元。在系统梳理国家矿产资源管理改革进程的基础上,对矿业权出让制度改革不同阶段特征、油气企业积极参与改革的创新举措及出让区块勘探实践开展了系统研究,结果表明:(1)矿业权出让制度改革可划分为油气改革试点、出让政策落地、竞争性出让全面实施3个阶段,各具特点。(2)为积极应对激烈的竞争形势,中国石油等企业创新管理举措,建立了竞争性出让快速响应机制及管理制度,形成了一套区块价值评估方法和技术流程。(3)出让区块勘探实践取得一定成效,但除中曼石油天然气集团股份有限公司温宿区块建产外,总体油气发现较少,大部分区块已退减。油气探矿权竞争性出让在促进企业勘查投入、保障国家能源安全方面起到了重要作用,多元化油气市场已具雏形;为促进资源的高效利用,真正实现保障国家能源安全、有效培植油气矿业权市场良性竞争的双赢局面,提出了进一步完善竞争性出让管理体系、建立国家能源保障基地、开展出让区块后评估等建议。

超深特深油气井固井关键技术进展

深层超深层是油气增储上产重要接替领域,正向9000 m及以上特深层迈进。针对超深特深井上部大尺寸井眼固井面临的大尺寸套管安全下入及大排量施工等技术难题,下部深层井段固井面临的高温、高压、窄安全密度窗口、窄环空间隙等技术难题,经过持续技术攻关与实践,超深特深井固井技术取得显著进步,尤其在大尺寸大吨位套管安全下入技术、大排量固井施工技术、窄安全密度窗口精细控压固井工艺技术、抗高温固井水泥浆与前置液技术、高温高压固井配套工具、提高固井密封质量配套技术等方面均取得重要进展。该套固井技术在四川、塔里木、准噶尔、渤海湾、柴达木等盆地的超深、特深井固井中进行了应用,在亚洲最深直井PS6井、亚洲最深水平井GL3C井、国内首口“八开八完”HX1井、中国石油近年最高温度井JT1井等应用效果显著。随着油气勘探开发目标日趋复杂,超深特深井固井仍面临诸多新的挑战,需持续加强超深特深井固井基础理论、超高温固井关键材料及工作液体系、高温高压固井工具及配套固井工艺等研究,为超深特深层油气勘探开发提供更强有力的技术支撑。

石油企业有效开发利用地热资源的问题与建议

在全球碳减排和能源结构转型趋势下,地热产业迎来重要发展机遇。由于地热产业与油气工业的相近性,石油企业在地热资源开发利用中具备独特优势。近年来各大石油企业地热业务取得长足进展,但也面临诸多挑战,其中,资源品质及开发利用方式选择是制约地热项目经济性的关键问题。文章从地热资源的形成与分布机理入手,分析提出:可进行有效开发利用的地热资源并非无处不在,要提升成功率与经济性,首先应在明确地热系统成因机制的基础上,落实优质资源,消除开发目标选取的盲目性;在此基础上,应针对不同类型、不同构造背景及不同丰度的地热资源,依据其富集条件与资源特征,因地制宜地选择勘探开发模式与利用方式,才能有效实现地热产业的规模化和效益化发展。其中,渤海湾盆地仍需厘清深部断裂及其他构造要素的控热特征,取得具有持续发电潜力的资源条件,从而实现地热利用场景的突破;除深井换热及热储改造等复杂新兴采热方式外,松辽盆地与四川盆地建议可在盆地周缘构造活跃区进行地热资源勘探开发,或将盆地内部可沟通深部流体或改善储层物性的断裂发育区作为潜在目标。同时,增强型地热系统、井下换热等技术路线仍需进一步评价优化,以明确其有效适用条件。

我国油气储量管理改革及油公司储量管理建议

油气储量管理改革是我国能源体制改革的重要组成部分,近年改革重点集中在制修订资源/储量国家标准和行业技术规范、简化评审备案流程、加强统计数据信息发布监管及培育第三方评估等方面。本轮次改革最主要的特点是进一步厘清国家在储量管理中的定位和主体责任,在顺应油气行业发展新形势的同时,培育市场配置油气资源的环境。围绕国内油气储量改革,新形势新业态下的油公司储量管理应进一步回归市场主体定位,围绕储量资产价值创造和支撑公司可持续发展两个目标细化管理。结合储量劣质化趋势,提出油公司资源/储量管理要以经济可采储量为核心,突出储量资产属性和价值创造能力,实施储量与生产经营融合管理;强化储量价值评估,建立完善资源/储量价值评估体系,探索资源/储量流动机制,进一步发挥市场配置资源作用等建议。

白垩纪特提斯域原型盆地与岩相古地理及其控油气作用

研究特提斯域在白垩纪的古构造格局、原型盆地及岩相古地理特征,对于深化特提斯域油气富集规律认识具有重要作用。在聚焦早白垩世(125 Ma±)和晚白垩世(90 Ma±)特提斯域原型盆地和岩相古地理发育特征的基础上,重点讨论了白垩纪构造、沉积演化对特提斯域油气成藏条件及富集的控制作用。研究结果表明:①早白垩世(125 Ma±),新特提洋处于快速张开阶段,在特提斯域近劳亚大陆一侧的欧洲—北非段、中东—中亚段主要发育被动陆缘盆地、裂谷盆地和弧后盆地,在中国西部—印度段主要发育被动陆缘盆地和弧后盆地,中国东部—东南亚段主要发育克拉通内盆地。在特提斯域近冈瓦纳大陆一侧广泛发育被动陆缘盆地。②晚白垩世(90 Ma±),新特提洋处于萎缩早期阶段,特提斯域近冈瓦纳大陆一侧被动陆缘盆地及近劳亚大陆一侧裂谷盆地与弧后盆地继承发展。③特提斯域北缘与南缘在早、晚白垩世均广泛发育厚层以砂岩+泥岩+碳酸盐岩为主的岩相组合,纵向上形成多套有利生-储-盖组合,在冈瓦纳大陆北缘的北非、中东及澳大利亚板块北部地区,油气成藏条件更为优越。④中东波斯湾地区白垩纪在相对稳定的板块构造背景下发育了被动陆缘原型盆地及滨浅海-半深海沉积,加之阿拉伯板块持续位于低纬度环境,由此形成和保存了白垩系富有机质烃源岩和多套优质储-盖组合,为大规模油气富集提供了优越的成藏条件。